胡尖山油田胡154区低产低效井综合治理技术探讨

刘文龙，郑礼鹏，杨梦涛，王 刚

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710020）

胡尖山油田胡154区低产低效井综合治理技术探讨

刘文龙，郑礼鹏，杨梦涛，王 刚

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710020）

胡尖山油田胡154区属于低渗、低压、低产“三低”油藏，针对胡154区油田开发实际情况，本文先从低产低效井分类入手，在分类基础上从地质因素和后期开发方面分析不同类型低产低效井的成因，最后通过生产动态数据分析，针对不同类型的低产低效井制定合理的治理技术，对今后胡154区低产低效井的治理起到一定的指导作用。

胡154区；低产低效；成因机理；治理技术

胡尖山油田长4+5油层组属湖泊相三角洲沉积体系，总体上为相对较稳定的浅-半深湖-三角洲沉积环境[1]。主要储集砂体为水下分流河道，无边底水，原始驱动类型属弹性溶解气驱，属于低渗、低压、低产“三低”油藏。胡尖山地区内长4+5油层组厚90 m～110 m，自下而上可细分为长4+52和长4+51两个油层，岩性主要为灰色、灰绿色极细～细粒、细粒岩屑质长石砂岩为主，含少量长石质岩屑砂岩。其中长4+52油层中、下部的三角洲前缘砂体相对发育，为有利储层发育的层位之一。而长4+52油层上部和长4+51两个油层主体为大套的暗色泥岩沉积，因此，即是长4+52油层和长6油层组的盖层，又是长3和长4+5油层组的生油层。

胡154区块长4+5顶面构造整体呈现出东高西低的特点，与区域上西倾单斜的构造背景相符，且各小层的顶面构造具有很强的继承性。由于差异压实作用，区块多处可见东西向或近东西向的鼻状隆起构造带。除此之外，区块中部还发育一些低幅度、延伸略短的东西向鼻状构造。这些鼻状构造带总体近于平行，形成了区域西倾单斜背景，鼻状隆起呈东西向展布的构造格局。该区自2007年开始，实施超前注水滚动开发，经过10年开发，油区的低产低效井逐年增多，为保证油田的稳产开发，本文分析不同类型的低产低效井成因，制定合理的治理对策，充分挖掘低产低效井潜能。

1 低产低效井现状及成因分析

1.1 现状及分类

胡154区块油井总井数546口，油井开井数510口，平均单井产能1.4 t，其中产能小于0.5 t的油井117口，占开井数的22.9%。注水井总井数184口，开井数174口，日注水平5 600 m3，单井日注32 m3，月注采比3.07，累计注采比2.81。根据胡154区长4+5油藏开发经验及低产井的液量和含水级别来看，低产井大致可分为两类：低液量型和高含水型。

1.2 低产低效井成因分析

1.2.1 地质因素

1.2.1.1 油层物性差导致低产 主要分布于油藏边部，胡154区有42口油井由于储层物性差导致低产，试油平均日产油9.7 m3，日产水7.4 m3。投产初期日产液 3.69 m3，日产油 1.16 t，含水 62.6%；2015 年 12 月平均单井日产液2.71 m3，日产油0.27 t，含水81.3%，主要分布在区块边部。

1.2.1.2 高水饱区造成低产 有65口低产井位于区块东南部、南部高水饱区域，31口井平均含油饱和度为45.5%，试油平均日产油8.5 m3，日产水7.0 m3，投产初期日产液4.38 m3，日产油0.82 t，含水77.7%，其中40口井目前已关停。

1.2.1.3 平面非均质性 从储层平面上看,在同一沉积时期，由于距离盆地沉降中心或物源远近不同等原因，造成砂体不同部位的物性、渗透率存在差异。在注水开发过程中，水线在不同方向上推进速度不同，导致物性、渗透率较好方向上的油井容易水淹，而物性差的区域油层动用程度差，易形成低产低效井。

统计表明，胡154区长4+5油层平均级差、变异系数、突进系数分别为 10.87、0.40、1.61。长 4+51非均质性较强，长4+52非均质性较弱（见表1）。

在此基础上，对长4+52油层进行进一步的非均质性评价，其中长4+521非均质性较强，长4+522非均质性较弱，长4+523非均质性最弱（见表2）。

综合评价长4+5油层非均质性，应为中等偏均质储层。

储层平面非均质性是指一个砂体的几何形态以及砂岩体内孔隙度、渗透率的空间变化所引起的非均质性。在单个井组内部，以注水井渗透率为基值，对各个采油井与注水井之间渗透率关系进行分类描述，进而反映到整个区块。在注水开发的过程中，注入的驱替剂往往沿着渗透率相对高值前进，而这些相对系数高的井位可能就是驱替效果好的区域。

胡154区长4+51、长4+521的井组渗透率比值较大（见表 3），长 4+522、长 4+523相对均质，说明长 4+522、长4+523注水效果相对较好。该区主要开采长4+521层，非均值性较强。

1.2.1.4 剖面非均质性 剖面非均质性是指单油层内部及多油层层间储层物性变化。沉积韵律是造成层内非均质性的主要原因。注水开发过程中，对于正韵律油层，注入水首先沿底部高渗带向前突进使底部水淹，注入水波及体积小，层内储量动用状况极不均匀；而反韵律油层，注水首先沿上部高渗透层段向前推进，同时在重力作用下，注入水进入底部低渗透层段，使油层纵向水驱均匀。从层间上看，由于沉积环境变化导致层间物性差异大，表现为各层开采速度不一致，高渗透层采油强度大，含水上升速度快，低渗透层采油强度低，注水难以见效，使开发效果受到影响。分层开采不平衡的根本原因是层间渗透率的差异，导致层间采出量或注入量也不同。

1.2.2 开发因素

1.2.2.1 小层较多，注采对应关系不明确 胡154区层间隔夹层发育，部分井组注采对应性差，部分井油井动用，但注水井未注水，以及部分层注水井长期注水，油井未动用的情况造成油井不能见效或者无效注水，油井动态跟踪及分析无效。

1.2.2.2 地层能量分布不均衡 虽然胡154区注采井网不断完善，但由于地层非均质性及分层配注合格率低等因素，使局部地区注不够水，造成地层压力保持水平低，周边油井低产（见图1～图3）。

表1 胡154区长4+5油层层内渗透率非均质性统计

表2 胡154区长4+52油层层内渗透率非均质性统计

表3 胡154区长4+5各注水井组渗透率比值统计

图1 压力分布图（2014年）

图2 压力分布图（2015年）

图3 压力分布图（2016年）

1.2.2.3 开发层位多，水驱规律复杂，注水调控难度大因储层物性差异较大，合理注采比难以确定，注水容易沿高渗透突进导致含水上升。根据示踪剂监测结果可以看出，该区水驱规律复杂，见水方向呈现出多方向性，且开发层位较多，见水方向及层位难以判断，注水调控难度增大。2016年区块有47口油井平均含水由32.3%上升至53.2%，表现为多个见水方向，控水难度较大（见图4）。

1.2.2.4 近年措施强度大油井见水或水淹造成低产2010年至2016年，全区共有332口油井共计实施措施535次（见图5～图7）。

1.2.2.5 平面非均质性强，区块压力分布不均，地层能量低造成低产 根据近三年压力资料统计显示，地层压力逐步恢复，低压区面积进一步缩小，2016年该区地层压力15.0 MPa，保持水平96.8%，保持合理；但是测试结果发现区块压力分布不均，存在局部高压和局部低压现象，2009年至2011年测压资料表明，油藏平均压力逐步上升并保持在原始压力附近，虽然平均压力变化不明显，但是高低压力分异现象明显，不同区域压力不均衡现象越来越明显（见表4）。

图4 安178-23井组示踪剂监测

图5 胡154区块近年措施井措施次数统计

图6 胡154区块近年措施井数统计

图7 胡154区近年措施见水井统计

表4 2014-2016年测试静压数据统计表

有52口井由于处于低压区，地层能量低，造成油井产能低，平均单井日产油0.42 t。

例如：安154-66井测试压力保持水平为66.4%，压力保持水平低，日产液量0.98 m3，沉没度0 m。

1.2.2.6 油层堵塞造成低产 油层损害导致储层渗透性下降，是油井产能下降的一个重要因素，造成油层堵塞的原因较复杂,主要包括微粒运移、黏土矿物水化膨胀、无机垢、有机垢、生物垢及外来颗粒堵塞，从而导致水井低注、油井低产。有34口井油层物性较好，试油日产纯油22.1 t，投产初期单井产能高，平均单井日产油为2.97 t；由于地层堵塞造成产能下降，平均单井日产油0.59 t。

例如：安171-29井，2008年8月投产，投产初期日产液7.5 m3，日产油5.5 t，含水14.1%，液面703 m；2017年1月日产液0.77 m3，日产油0.32 t，含水51.2%，液面1 750 m，其对应注水井安170-29、安172-29注水正常。

2 低产低效井治理对策

低产低效井的治理通常采取的方法有：查层补孔、深部调驱、注采调整、井网调整、措施改造等方法来达到改善油井低效开采状况。根据目前胡154油区实际生产状况，深化综合地质研究，是治理低效井的根本；及时注采完善，是提高低效区块、低效井组开发效果的有效手段；强化两个剖面的调整和注水动态调整，努力稳油控水；优化措施方案，努力提高单井产量；搞好工艺配套和工作制度的优化。

2．1 查层补孔，提高剖面动用程度

2.1.1 不断完善注采井网，提高储量的控制和动用程度 胡154区长4+5油层隔夹层发育，层系复杂多变，2015年通过查层工作，对全区油田的注采井网和注采关系进行完善和调整，对小层重新认识。重点针对由于储层物性差造成的低产井进行层位复查，对目前开采层位无潜力的油井实施补孔压裂，同时对有采无注注水井进行补孔分注，提高剖面动用程度。形成高产稳产的良好开发形势。

例如：安162-41井位于胡154区，2008年10月投注，注水层长4+521层，对应8口油井，其中3口油井已打开长4+522层，为达到精细注水要求，减少层间矛盾，2016对该井长4+522层进行补孔分注，扩大水驱波及体积，提高驱油效果。井组采长4+522层油井单井产能由1.77 t上升到2.33 t。

2.1.2 调整注采关系，谋求注采平衡 2016年根据不同油藏开发技术政策结合油井生产动态，不断精细平面注水调整。具体做法：对注水量不清，加大投捞次数；对地层能量高，油井含水升高的，降低配注；对地层能量低，在不影响含水升高情况下，升高注水量，加强对地层能量补充。

例如：2016年对64口注水井进行85次配注调整，其中下调26井次，上调59井次，22口注水井配注进行多次调整。安174-23井2016年1月配注由15 m3下降到10 m3，对应油井含水由81.9%下降到66.3%，油量由2.48 t上升到4.37 t。

2.1.3 改善吸水剖面 对剖面上吸水不正常的小层，采取措施增注等措施，改善其吸水状况，具体做法：对因注水压力升高无法达到地质配注要求的水井实施降压增注措施；对多段射开、存在一段或多段不吸水；或吸水为尖峰指状的注水井实施酸化调剖；因储层物性差等原因对新投注水井达不到地质配注的实施酸化或爆燃压裂。

例如：2016年对胡154区17口注水井进行剖面治理，累计增注33 586 m3。

2．2 措施改造，提高单井产量

2.2.1 酸化压裂措施，改善有效渗透率 2016年对胡154区油井进行仔细摸排，其中82口油井表现为储层条件较好，低液量、低含水、动液面持续下降，地层能量保持水平较好，分析认为是油层堵塞造成的，对这些油井进行压裂、酸化等解堵措施，其中57口油井措施有效，单日增油39.7 t，累计增油7 749 t。

2.2.2 查层补孔，提高采出程度 2016年通过对154油区油层复查和剩余油分布研究的挖掘工作，对54口油井实施查层补孔技术，目前日增油40.5 t，累计增油10 185 t，使一些无效生产井转换为效益生产井。

2.2.3 堵水调剖，改善油藏水驱状况 通过停注观察、单层控水及示踪剂检测手段，判断来水方向。2016年胡154区实施深部调驱19口，对应100口油井中33口井见效，日增油24 t，累计增油4 556 t。注水井微球驱实施23口，对应油井76口，见效井30口，见效比39.5%，有效井日增油17.1 t，累计增油1 627 t。

3 建议和结论

（1）在油田开发中，低产低效影响着油田整体开发效益，通过不断摸索、技术改造，将一部分低产无效益井转为有效益井是可行的。

（2）通过对低产低效井的研究发现：地层能量保持低及区域能量不平衡、储层物性差、地层堵塞是低产低效井的三大主要原因。

（3）在目前，压裂酸化，堵水调剖是提高油井产量的有效手段，使原来的低产低效井变为有效井。

（4）针对154区块开发层位较多，隔夹层发育，层间非均质性强，易出现部分层段不吸水、吸水性差、指状、尖峰状吸水部分油井出现“有采无注”等问题，加快注水井补孔分注进度，完善注采层位，强化注水、精细注水，提高单层压力保持水平，提高波及系数，提高采收率。

（5）根据各注水井组不同的地质特点、吸水能力以及连通性的差异，按照整体考虑、上下兼顾的原则，采取滚动调整，跟踪监控的办法，实施多元化注水，在补充地层能量的同时，也要考虑抑制油井含水上升；加强注采调配，不断摸索合理的调配方式；总体上以温和注水为主，在平面上加强低部位注水强度，适当控制高部位注水；对重点井组、低含水井区实施长周期弱注、其他井区实施短周期强注。

（6）降低胡154油藏措施强度，加强对油藏含水上升的控制，对油藏实施整体大规模控水措施。

（7）缩短注水井洗井周期，加强清水过滤器反冲洗，确保注入水的质量，加强监督洗井现场施工质量，加强对清水及污水水质的跟踪监测，做到有问题及时解决，确保水质达标，减小注水井管柱结垢，提高投捞调配成功率，同时确保注入水与地层岩石的配伍性，防止地层堵塞，渗透率下降。

（8）加强投捞调配力度，对动态变化较大的井调配周期由4个月缩短为2个月，确保单层配注及时调整，提高水驱效率。

（9）加强分层测压监测工作量，及时掌握小层能量状况，以利于注水强度的调整。

（10）加强分注井吸水剖面监控力度，确保及时掌握单层吸水状况。

（11）卡封高含水井层，及时改变注入水驱替方向,提高驱油效率。

（12）对因限电等因素影响的注水量进行温和补水，补充地层能量。

［1］ 路向伟，张翠萍.胡尖山油田胡154区精细分层注水效果分析［J］.地下水，2013，35（2）：33-35.

TE331.3

A

1673-5285（2017）07-0044-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.010

2017-04-27